Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ДФП ПАО "УОС"
| Номер в ГРСИ РФ: | 62554-15 |
|---|---|
| Производитель / заявитель: | ЗАО НПП "ЭнергопромСервис", г.Москва |
| 62554-15: Описание типа СИ | Скачать | 111.7 КБ |
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ДФП ПАО «УОС» (далее по тексту - АИИС КУЭ) предназначена для измерения активной и реактивной электроэнергии, формирования отчетных документов и передачи информации в ОАО «АТС», ОАО «СО ЕЭС» и прочим заинтересованным организациям в рамках согласованного регламента.
Информация по Госреестру
| Основные данные | |
|---|---|
| Номер по Госреестру | 62554-15 |
| Наименование | Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ДФП ПАО "УОС" |
| Срок свидетельства (Или заводской номер) | зав.№ 02 |
Производитель / Заявитель
АО НПП "ЭнергопромСервис", г.Москва
Поверка
| Межповерочный интервал / Периодичность поверки | 4 года |
| Актуальность информации | 17.11.2024 |
Поверители
Скачать
| 62554-15: Описание типа СИ | Скачать | 111.7 КБ |
Описание типа
Назначение
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ДФП ПАО «УОС» (далее по тексту - АИИС КУЭ) предназначена для измерения активной и реактивной электроэнергии, формирования отчетных документов и передачи информации в ОАО «АТС», ОАО «СО ЕЭС» и прочим заинтересованным организациям в рамках согласованного регламента.
Описание
АИИС КУЭ представляет собой многоуровневую автоматизированную измерительную систему с централизованным управлением и распределенной функцией измерения. Измерительно-информационные каналы (ИИК) АИИС КУЭ состоят из:
Первый уровень - измерительно-информационные комплексы точек измерений (ИИК ТИ), включающие измерительные трансформаторы напряжения (ТН), измерительные трансформаторы тока (ТТ), многофункциональные счетчики активной и реактивной электрической энергии (далее по тексту - счетчики), вторичные измерительные цепи и технические средства приема-передачи данных;
Второй уровень - информационно-вычислительный комплекс (ИВК), который включает в себя сервер сбора, обработки и хранения данных (далее по тексту - сервер АИИС КУЭ), автоматизированные рабочие места операторов АИИС КУЭ, технические средства приема-передачи данных, каналы связи для обеспечения информационного взаимодействия между уровнями системы, а также совокупность аппаратных, каналообразующих и программных средств, выполняющих сбор информации с нижнего уровня, ее обработку и хранение.
АИИС КУЭ решает следующие задачи:
- измерение 30-минутных приращений активной и реактивной электроэнергии;
- периодический (один раз в 30 мин) и/или по запросу автоматический сбор привязанных к единому календарному времени результатов измерений приращений электроэнергии с заданной дискретностью учета (30 мин);
- хранение результатов измерений в специализированной базе данных, отвечающей требованию повышенной защищенности от потери информации (резервирование баз данных) и от несанкционированного доступа;
- передача результатов участникам ОРЭМ, прием информации о результатах измерений и состоянии средств измерений от смежных субъектов ОРЭМ;
- обеспечение защиты оборудования, программного обеспечения и данных от несанкционированного доступа на физическом и программном уровне (установка пломб, паролей и т.п.);
- диагностика и мониторинг функционирования технических и программных средств АИИС КУЭ;
- конфигурирование и настройка параметров АИИС КУЭ;
- ведение системы единого времени в АИИС КУЭ (синхронизация часов АИИС КУЭ);
- передача журналов событий счетчиков.
Первичные токи и напряжения преобразуются измерительными трансформаторами в аналоговые унифицированные сигналы, которые по измерительным цепям поступают на измерительные входы счетчика электроэнергии. В счетчике мгновенные значения аналоговых сигналов преобразуются в цифровой сигнал. По мгновенным значениям силы электрического тока и напряжения в микропроцессоре счетчика вычисляются соответствующие мгновенные значения активной, реактивной и полной мощности. Электрическая энергия, как интеграл по времени от мощности, вычисляется для интервалов времени 30 мин. Значение электрической энергии приводится к реальным значениям с учетом коэффициентов трансформации ТТ и ТН, занесенных в память счетчиков.
Сервер АИИС КУЭ автоматически, в заданные интервалы времени (30 мин), производит считывание из счетчиков результатов измерений электроэнергии с учетом коэффициентов трансформации ТТ и ТН и записей журналов событий. После поступления в сервер АИИС КУЭ считанной информации данные обрабатываются и записываются в энергонезависимую память сервера АИИС КУЭ (заносятся в базу данных).
Обмен информацией между счетчиками и сервером АИИС КУЭ осуществляется непосредственно прикладным ПО ЦСОИ АС ПАО «УОС» с использованием мультисервисной сети передачи данных, асинхронных серверов Moxa NPort и беспроводного канала связи стандарта GPRS.
При выходе из строя линий связи АИИС КУЭ считывание данных из счетчиков производится в автономном режиме с использованием переносного компьютера (ноутбука) через последовательный или оптический порт счетчиков.
Передача информации ОАО «АТС», ОАО «СО ЕЭС» и прочим заинтересованным организациям в рамках согласованного регламента осуществляется с уровня ИВК по электронной почте с помощью сети Internet в виде файла формата XML. Результаты измерений электроэнергии (W, кВ'тч, Q, квар^ч) передаются в целых числах. При необходимости файл подписывается электронной цифровой подписью.
Результаты измерений для каждого интервала измерения и 30-минутные данные коммерческого учета соотнесены с единым календарным временем. Единое календарное время в АИИС КУЭ обеспечивается системой обеспечения единого времени (СОЕВ), в которую входят часы сервера АИИС КУЭ и счетчиков.
Источником сигналов точного времени служит тайм-сервер Государственной службы времени, частоты и определения параметров вращения Земли (NTP-сервер синхронизации шкалы времени ФГУП «ВНИИФТРИ»), к которому через глобальную сеть Интернет подключён сервер АИИС КУЭ.
Сравнение показаний часов сервера АИИС КУЭ и тайм-сервера происходит с цикличностью один раз в час. Синхронизация осуществляется при каждом цикле сравнения не зависимо от величины расхождения показаний часов сервера АИИС КУЭ и тайм-сервера.
Сравнение показаний часов счетчиков и сервера АИИС КУЭ происходит при каждом обращении к счетчику, но не реже одного раза в 30 минут, синхронизация осуществляется при расхождении показаний часов счетчика и сервера АИИС КУЭ на величину более чем ± 2 с.
Программное обеспечение
В состав программного обеспечения (ПО) АИИС КУЭ входит: ПО счетчиков электроэнергии, ПО серверов АИИС КУЭ, ПО СОЕВ. Программные средства серверов АИИС КУЭ содержат: базовое (системное) ПО, включающее операционную систему, программы обработки текстовой информации, сервисные программы, ПО систем управления базами данных (СУБД) и прикладное ПО программный комплекс (ПК) «SEDMAX». ПК «SEDMAX» установлен на сервере АИИС КУЭ.
Идентификационные данные метрологически значимой части ПО АИИС КУЭ представлены в Таблице 1.
Таблица 1 - Идентификационные данные метрологически значимой части ПО АИИС КУЭ
|
Идентификационные данные (признаки) |
Значение |
|
Наименование ПО |
ПК «SEDMAX» |
|
Идентификационное наименование ПО |
sed metrology.dll |
|
Номер версии (идентификационный номер) ПО |
1.0.5695.18177 |
|
Цифровой идентификатор ПО |
7F27AEF8B0F2E4AD741143B9853DA58E |
|
Алгоритм вычисления цифрового идентификатора программного обеспечения |
MD5 |
ПО АИИС КУЭ не влияет на ее метрологические характеристики.
Уровень защиты программного обеспечения АИИС КУЭ от непреднамеренных и преднамеренных изменений соответствует высокому по Р 50.2.077-2014.
Технические характеристики
Состав ИИК АИИС КУЭ приведен в Таблице 2.
Метрологические характеристики АИИС КУЭ приведены в Таблице 3 и Таблице 4.
|
Таблица 2 - Состав И |
ИК АИИС КУЭ | |||||
|
1 |
Диспетчерское наименование точки измерений, код точки измерений |
Состав ИИК |
Вид электроэнергии | |||
|
Трансформатор тока |
Трансформатор напряжения |
Счетчик электрической энергии |
ИВК | |||
|
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
7 |
|
1 |
ГПП-2Х, ЗРУ-6 кВ, яч.9 ТП-37Х Ввод №1 |
ТПОЛ-10У3 КТ 0,5 1000/5 Зав. №№ 19165; -; 19925 Г осреестр № 1261-59 |
НТМИ-6-66 У3 КТ 0,5 6000/100 Зав. № РЕОН Госреестр № 2611-70 |
СЭТ-4ТМ.03М КТ 0,2S/0,5 Зав. № 0803152288 Г осреестр № 36697-12 |
Сервер АИИС КУЭ |
Активная Реактивная |
|
2 |
ГПП-2Х, ЗРУ-6 кВ, яч.37 ТП-37Х Ввод №2 |
ТПОЛ-10У3 КТ 0,5 1000/5 Зав. №№ 6589; -; 6688 Г осреестр № 1261-59 |
НТМИ-6-66 У3 КТ 0,5 6000/100 Зав. № ЕУСР Госреестр № 2611-70 |
СЭТ-4ТМ.03М КТ 0,2S/0,5 Зав. № 0803152309 Г осреестр № 36697-12 |
Активная Реактивная | |
|
3 |
ГПП-2Х, ЗРУ-6 кВ, яч.11 ТП-44Х-45Х-46Х Ввод №1 |
ТПЛ-10 КТ 0,5 600/5 Зав. №№ 1895; -; 1860 Г осреестр № 1276-59 |
НТМИ-6-66 У3 КТ 0,5 6000/100 Зав. № РЕОН Госреестр № 2611-70 |
СЭТ-4ТМ.03М КТ 0,2S/0,5 Зав. № 0803151166 Г осреестр № 36697-12 |
Активная Реактивная | |
|
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
7 |
|
4 |
ГПП-2Х, ЗРУ-6 кВ, яч.33 ТП-44Х-45Х-46Х Ввод №2 |
ТПОЛ-10У3 КТ 0,5 600/5 Зав. №№ 8260; -; 8003 Г осреестр № 1261-59 |
НТМИ-6-66 У3 КТ 0,5 6000/100 Зав. № ЕУСР Госреестр № 2611-70 |
СЭТ-4ТМ.03М КТ 0,2S/0,5 Зав. № 0803152300 Г осреестр № 36697-12 |
Сервер АИИС КУЭ |
Активная Реактивная |
|
5 |
ГПП-2Х, ЗРУ-6 кВ, яч.12 ГПП-1Х-1,2 Ввод №1 |
ТПОЛ-10У3 КТ 0,5 1000/5 Зав. №№ 13382; -; 18839 Г осреестр № 1261-59 |
НТМИ-6-66 У3 КТ 0,5 6000/100 Зав. № РЕКВ Госреестр № 2611-70 |
СЭТ-4ТМ.03М КТ 0,2S/0,5 Зав. № 0803152307 Г осреестр № 36697-12 |
Активная Реактивная | |
|
6 |
ГПП-2Х, ЗРУ-6 кВ, яч.34 ГПП-1Х-3,4 Ввод №2 |
ТПОЛ-10У3 КТ 0,5 1000/5 Зав. №№ 5632; -; 6748 Г осреестр № 1261-59 |
НТМИ-6-66 У3 КТ 0,5 6000/100 Зав. № УХХП Госреестр № 2611-70 |
СЭТ-4ТМ.03М КТ 0,2S/0,5 Зав. № 0803152426 Г осреестр № 36697-12 |
Активная Реактивная | |
|
7 |
ГПП-1Х, ЗРУ-6 кВ, яч.29 ТП-33 Ввод №3 Башнефть-УНПЗ |
ТПОЛ-10У3 КТ 0,5 600/5 Зав. №№ 20300; -; 20242 Г осреестр № 1261-59 |
НТМИ-6 КТ 0,5 6000/100 Зав. № 3176 Госреестр № 831-53 |
СЭТ-4ТМ.03М КТ 0,2S/0,5 Зав. № 0803152321 Г осреестр № 36697-12 |
Активная Реактивная | |
|
8 |
ГПП-1Х, ЗРУ-6 кВ, яч.43 ТП-33 Ввод №4 Башнефть-УНПЗ |
ТПОЛ-10У3 КТ 0,5 600/5 Зав. №№ 20258; -; 20241 Г осреестр № 1261-59 |
НТМИ-6 КТ 0,5 6000/100 Зав. № 3978 Госреестр № 831-53 |
СЭТ-4ТМ.03М КТ 0,2S/0,5 Зав. № 0803152363 Г осреестр № 36697-12 |
Активная Реактивная | |
|
9 |
ГПП-1Х, ЗРУ-6 кВ, яч.37 ТП-9Х Ввод №1 ООО«Вираж» |
ТПК-10У3 КТ 0,5 150/5 Зав. №№ 00381; -; 00358 Г осреестр № 22944-02 |
НТМИ-6 КТ 0,5 6000/100 Зав. № 3978 Госреестр № 831-53 |
ЕМ-720 КТ 0,2S/1 Зав. № 953618 Г осреестр № 39235-13 |
Активная Реактивная |
|
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
7 |
|
10 |
ГПП-1Х, ЗРУ-6 кВ, яч.28 ТП-9Х Ввод №2 ООО«Вираж» |
ТПК-10У3 КТ 0,5 150/5 Зав. №№ 00339; -; 00340 Г осреестр № 22944-02 |
НТМИ-6 КТ 0,5 6000/100 Зав. № 3176 Госреестр № 831-53 |
ЕМ-720 КТ 0,2S/1 Зав. № 953813 Г осреестр № 39235-13 |
Сервер АИИС КУЭ |
Активная Реактивная |
|
11 |
ГПП-1Х, ЗРУ-6 кВ, яч.41 ТП-53Х Ввод №1 ООО«Химпла ст» |
ТПЛ-10 У3 КТ 0,5 150/5 Зав. №№ 844; -; 61749 Г осреестр № 1276-59 |
НТМИ-6 КТ 0,5 6000/100 Зав. № 3978 Госреестр № 831-53 |
ЕМ-720 КТ 0,2S/1 Зав. № 953637 Г осреестр № 39235-13 |
Активная Реактивная | |
|
12 |
ГПП-1Х, ЗРУ-6 кВ, яч.32 ТП-53Х Ввод №2 ООО«Химпла ст» |
ТПЛ-10 У3 КТ 0,5 150/5 Зав. №№ 10953; -; 20656 Г осреестр № 1276-59 |
НТМИ-6 КТ 0,5 6000/100 Зав. № 3176 Госреестр № 831-53 |
ЕМ-720 КТ 0,2S/1 Зав. № 953645 Г осреестр № 39235-13 |
Активная Реактивная | |
|
13 |
ТП-12Х, ЗРУ-6кВ, яч.4, АД-2 МУП «Спеццентрза щита» |
ТПЛ-10 КТ 0,5 150/5 Зав. №№ 32210; -; 31933 Г осреестр № 1276-59 |
НТМК-6 КТ 0,5 6000/100 Зав. № 770 Госреестр № 323-49 |
ПСЧ-4ТМ.05М КТ 0,5S/1 Зав. № 0605110130 Г осреестр № 36355-07 |
Активная Реактивная | |
|
14 |
ТП-12Х, РУ-0,4кВ, сек.1, пан.9, руб.1 «ОЩ» МУП «Спеццентрза щита» |
ТОП 0,66 У3 КТ 0,5 30/5 Зав. №№ 3065301; 3065937; 3065931 Г осреестр № 47959-11 |
_ |
СЭТ-4ТМ.03М.09 КТ 0,5S/1 Зав. № 0810113061 Г осреестр № 36697-12 |
Активная Реактивная | |
|
15 |
ПС-12Х РУ-ТП-12Х, РУ-0,4кВ, сек.1, пан.11, руб.1 «Н-3» МУП «Спеццентрза щита» |
ТОП 0,66 У3 КТ 0,5 200/5 Зав. №№ 4010118; 4010080; 4025810 Г осреестр № 47959-11 |
_ |
СЭТ-4ТМ.03М.09 КТ 0,5S/1 Зав. № 0810113095 Г осреестр № 36697-12 |
Активная Реактивная |
|
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
7 |
|
16 |
ТП-12Х, РУ-0,4кВ, сек.2, пан.5, руб.2 «Насос Н-4» МУП «Спеццентрза щита» |
ТОП 0,66 У3 КТ 0,5 200/5 Зав. №№ 4025943; 4025927; 4024069 Г осреестр № 47959-11 |
_ |
СЭТ-4ТМ.03М.09 КТ 0,5S/1 Зав. № 0810111839 Г осреестр № 36697-12 |
Сервер АИИС КУЭ |
Активная Реактивная |
|
17 |
ТП-12Х, РУ-0,4кВ, сек.2, пан.2, руб.3 «АОЩ» МУП «Спеццентрза щита» |
ТОП 0,66 У3 КТ 0,5 20/5 Зав. №№ 3077258; 3013689; 3077256 Г осреестр № 47959-11 |
_ |
СЭТ-4ТМ.03М.09 КТ 0,5S/1 Зав. № 0810113017 Г осреестр № 36697-12 |
Активная Реактивная | |
|
18 |
ТП-12Х, РУ-0,4кВ, сек.2, пан.3, руб. 2 «Насос ВР-1» МУП «Спеццентрза щита» |
ТОП 0,66 У3 КТ 0,5 200/5 Зав. №№ 4025806; 4024035; 4025827 Г осреестр № 47959-11 |
_ |
СЭТ-4ТМ.03М.09 КТ 0,5S/1 Зав. № 0810112935 Г осреестр № 36697-12 |
Активная Реактивная | |
|
19 |
ТП-12Х, РУ-0,4кВ, сек.2, пан.4, руб.3 "РП-3" |
ТОП 0,66 У3 КТ 0,5 100/5 Зав. №№ 3055102; 3055177; 3055089 Г осреестр № 47959-11 |
_ |
СЭТ-4ТМ.03М.09 КТ 0,5S/1 Зав. № 0810112934 Г осреестр № 36697-12 |
Активная Реактивная |
Таблица 3 - Метрологические характеристики ИИК АИИС КУЭ
|
Номер ИИК |
Коэф. мощности cos ф |
Пределы допускаемых относительных погрешностей ИИК при измерении активной электроэнергии и мощности в рабочих условиях эксплуатации 5, % | |||
|
I1(2)%—1изм<15% |
I5%—1изм<120% |
I20%—1изм<1100% |
I100%—1изм—I120% | ||
|
1 - 12 ТТ - 0,5 ТН - 0,5 Счетчик - 0,2 S |
1,0 |
_ |
± 1,9 |
± 1,2 |
± 1,0 |
|
0,9 |
_ |
± 2,4 |
± 1,4 |
± 1,2 | |
|
0,8 |
_ |
± 2,9 |
± 1,7 |
± 1,4 | |
|
0,7 |
_ |
± 3,6 |
± 2,0 |
± 1,6 | |
|
0,6 |
_ |
± 4,4 |
± 2,4 |
± 1,9 | |
|
0,5 |
_ |
± 5,5 |
± 3,0 |
± 2,3 | |
|
13 ТТ - 0,5 ТН - 0,5 Счетчик - 0,5 S |
1,0 |
_ |
± 2,2 |
± 1,7 |
± 1,6 |
|
0,9 |
_ |
± 2,7 |
± 1,9 |
± 1,7 | |
|
0,8 |
_ |
± 3,2 |
± 2,1 |
± 1,9 | |
|
0,7 |
_ |
± 3,8 |
± 2,4 |
± 2,1 | |
|
0,6 |
_ |
± 4,6 |
± 2,8 |
± 2,3 | |
|
0,5 |
_ |
± 5,7 |
± 3,3 |
± 2,7 | |
|
14 - 19 ТТ - 0,5 ТН - нет Счетчик - 0,5 S |
1,0 |
_ |
± 2,1 |
± 1,6 |
± 1,5 |
|
0,9 |
_ |
± 2,6 |
± 1,8 |
± 1,6 | |
|
0,8 |
_ |
± 3,1 |
± 2,0 |
± 1,7 | |
|
0,7 |
_ |
± 3,7 |
± 2,2 |
± 1,9 | |
|
0,6 |
_ |
± 4,5 |
± 2,6 |
± 2,1 | |
|
0,5 |
_ |
± 5,5 |
± 3,1 |
± 2,4 | |
Таблица 4 - Метрологические характеристики ИИК АИИС КУЭ
|
Номер ИИК |
Коэф. мощности cosф/sinф |
Пределы допускаемых относительных погрешностей ИИК при измерении реактивной электроэнергии и мощности в рабочих условиях эксплуатации 5, % | |||
|
I1(2)%—1изм<15% |
I5%—1изм<120% |
I20%—1изм<1100% |
I100%—1изм—I120% | ||
|
1 - 8 ТТ - 0,5 ТН - 0,5 Счетчик - 0,5 |
0,9/0,44 |
_ |
± 6,5 |
± 3,7 |
± 2,9 |
|
0,8/0,6 |
_ |
± 4,6 |
± 2,7 |
± 2,3 | |
|
0,7/0,71 |
_ |
± 3,7 |
± 2,4 |
± 2,0 | |
|
0,6/0,8 |
_ |
± 3,3 |
± 2,2 |
± 1,9 | |
|
0,5/0,87 |
_ |
± 3,1 |
± 2,1 |
± 1,9 | |
|
9 - 13 ТТ - 0,5 ТН - 0,5 Счетчик - 1 |
0,9/0,44 |
_ |
± 7,1 |
± 4,6 |
± 3,9 |
|
0,8/0,6 |
_ |
± 5,3 |
± 3,7 |
± 3,4 | |
|
0,7/0,71 |
_ |
± 4,5 |
± 3,4 |
± 3,2 | |
|
0,6/0,8 |
_ |
± 4,1 |
± 3,2 |
± 3,1 | |
|
0,5/0,87 |
_ |
± 3,8 |
± 3,1 |
± 3,0 | |
|
14 - 19 ТТ - 0,5 ТН - нет Счетчик - 1 |
0,9/0,44 |
_ |
± 7,0 |
± 3,7 |
± 2,8 |
|
0,8/0,6 |
_ |
± 5,1 |
± 2,9 |
± 2,3 | |
|
0,7/0,71 |
_ |
± 4,2 |
± 2,5 |
± 2,1 | |
|
0,6/0,8 |
_ |
± 3,8 |
± 2,3 |
± 2,1 | |
|
0,5/0,87 |
_ |
± 3,4 |
± 2,2 |
± 2,0 | |
Ход часов компонентов АИИС КУЭ не превышает ± 5 с/сут.
Примечания:
1. Характеристики относительной погрешности ИИК даны для измерения электроэнергии и средней мощности (30 мин.).
2. В качестве характеристик относительной погрешности указаны границы интервала, соответствующие вероятности 0,95.
3. Нормальные условия эксплуатации компонентов АИИС КУЭ:
- напряжение переменного тока от 0,98^Uhom до 1,02 •Uhom;
- сила переменного тока от Ihom до 1,2^Ihom, cos9=0,9 инд;
- частота переменного тока 50 Гц;
- магнитная индукция внешнего происхождения 0 мТл;
- температура окружающей среды 20 °С.
4. Рабочие условия эксплуатации компонентов АИИС КУЭ:
- напряжение переменного тока от 0,9^Uhom до 1,1 •Uhom;
- сила переменного тока от 0,05^1ном до 1,2^1ном для ИИК №№ 1 - 19; со$ф=(0,5-1) инд;
- частота переменного тока от 49,8 до 50,2 Гц
- магнитная индукция внешнего происхождения от 0 до 0,5 мТл.
Температура окружающей среды:
- для счетчиков электроэнергии от плюс 15 до плюс 35 °С;
- для трансформаторов тока по ГОСТ 7746-2001;
- для трансформаторов напряжения по ГОСТ 1983-2001.
5. Трансформаторы тока изготовлены по ГОСТ 7746-2001, трансформаторы напряжения по ГОСТ 1983-2001, счетчики в режиме измерения активной электроэнергии по ГОСТ Р 52323-2005, в режиме измерения реактивной электроэнергии по ГОСТ Р 52425-2005.
6. Допускается замена измерительных трансформаторов, счетчиков электроэнергии на аналогичные утвержденных типов с метрологическими характеристиками не хуже, чем у перечисленных в Таблице 2. Замена оформляется актом в установленном на объекте порядке. Акт хранится совместно с настоящим описанием типа АИИС КУЭ как его неотъемлемая часть. Параметры надежности применяемых в АИИС КУЭ измерительных компонентов: среднее время наработки на отказ:
- счетчики ЕМ-720 - не менее 160000 часов;
- счетчики СЭТ-4ТМ.03М - не менее 90000 часов;
- счетчики ПСЧ-4ТМ.05М - не менее 140000 часов;
среднее время восстановления, при выходе из строя оборудования:
- для счетчика Тв < 2 часа;
- для сервера Тв < 1 час;
- для компьютера АРМ Тв < 1 час;
Защита технических и программных средств АИИС КУЭ от несанкционированного доступа:
- клеммники вторичных цепей измерительных трансформаторов имеют возможность пломбирования;
- на счетчиках предусмотрена возможность пломбирование крышки зажимов и откидывающейся крышки на лицевой панели счетчика;
- наличие защиты на программном уровне - возможность установки многоуровневых паролей на счетчиках, сервере, АРМ;
- организация доступа к информации ИВК посредством паролей обеспечивает идентификацию пользователей и разграничение прав доступа;
- защита результатов измерений при передаче информации (возможность использования цифровой подписи).
Наличие фиксации в журнале событий счетчика следующих событий:
- попытки несанкционированного доступа;
- факты параметрирования счетчика;
- факты пропадания напряжения, отклонения тока и напряжения в измерительных цепях от заданных пределов;
- факты коррекции времени;
- перерывы питания.
Возможность коррекции времени в:
- счетчиках (функция автоматизирована);
- сервере, АРМ (функция автоматизирована).
Глубина хранения информации (тридцатиминутный график нагрузки активной и реактивной
энергии в двух направлениях):
- счетчик ЕМ-720 - не менее 365 суток, при отключении питания - не менее 20 лет;
- счетчик СЭТ-4ТМ.03М - не менее 114 суток, при отключении питания - не менее 3 лет;
- счетчик ПСЧ-4ТМ.05М - не менее 113 суток, при отключении питания - не менее 40 лет;
- сервер АИИС КУЭ - хранение результатов измерений и информации о состоянии средств измерений - за весь срок эксплуатации системы.
Знак утверждения типа
наносится на титульные листы эксплуатационной документации АИИС КУЭ типографским способом.
Комплектность
Таблица 5 - Комплектность АИИС КУЭ
|
Наименование |
Тип |
Количество, шт. |
|
1 |
2 |
3 |
|
Трансформатор тока |
ТПОЛ-10У3 |
7 |
|
Трансформатор тока |
ТПЛ-10 |
2 |
|
Трансформатор тока |
ТПЛ-10 У3 |
2 |
|
Трансформатор тока |
ТПК-10У3 |
2 |
|
Трансформатор тока |
ТОП-0,66 У3 |
6 |
|
Трансформатор напряжения |
НТМИ-6-66 У3 |
4 |
|
Трансформатор напряжения |
НТМИ-6 |
2 |
|
Трансформатор напряжения |
НТМК-6 |
1 |
|
Счетчик электрической энергии многофункциональный |
СЭТ-4ТМ.03М |
14 |
|
Счетчик многофункциональный и анализатор качества электрической энергии (счетчик) |
ЕМ-720 |
4 |
|
Счетчик электрической энергии многофункциональный |
ПСЧ-4М.05М |
1 |
|
Сервер АИИС КУЭ |
Сервер HP ProLiant DL360 G8 |
1 |
|
KVM переключатель с LCD консолью |
ATEN CL1008M-AT-RG |
1 |
|
1 |
2 |
3 |
|
Конвертор интерфейса |
MOXA NPort IA 5130 |
1 |
|
Источник бесперебойного питания |
Smart-UPS RT 2000VA RM230V |
1 |
|
GSM-коммуникатор |
С-1.02 |
2 |
|
Прикладное ПО на сервере |
ПК «SEDMAX» |
1 |
|
Паспорт-формуляр |
ГДАР.411711.137-02.5 ПФ |
1 |
|
Методика поверки |
РТ-МП-2281-500-2015 |
1 |
Поверка
осуществляется по документу РТ-МП-2281-500-2015 «ГСИ. Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ДФП ПАО «УОС». Методика поверки», утвержденному ФБУ «Ростест-Москва» в октябре 2015 г.
Основные средства поверки:
- трансформаторов тока - по ГОСТ 8.217-2003;
- трансформаторов напряжения - по ГОСТ 8.216-2011;
- счетчиков СЭТ-4ТМ.03М - по методике поверке ИЛГШ.411152.124 РЭ1, согласованной ГЦИ СИ ФГУ «Нижегородский ЦСМ» 04.12.2007;
- счетчиков электрической энергии (счетчик) ЕМ-720- по документу МП 39235-13 «Счетчики электрической энергии многофункциональные и анализаторы качества электрической энергии ExpertMeter 720 (EM 720). Методика поверки», утверждённому ФГУП «ВНИИМС» в июне 2013 года.
- счетчиков ПСЧ-4М.05М - по методике поверки ИГЛШ.411152.146 РЭ1, согласованной с ГЦИ СИ ФГУ «Нижегородский ЦСМ»;
Р адиочасы МИР РЧ-01, принимающие сигналы спутниковой навигационной системы Global Positioning System (GPS) (Госреестр СИ № 27008-04);
П ереносной компьютер с ПО для обмена информацией со счетчиками, ПО для работы с радиочасами МИР РЧ-01;
Термометр по ГОСТ 28498-90, диапазон измерений от минус 40 до плюс 50°С, цена деления 1°С.
Сведения о методах измерений
Методика измерений приведена в документе: «Автоматизированная информационноизмерительная система коммерческого учета электроэнергии производства дифенилолпропана ПАО «Уфаоргсинтез». Методика измерений. ГДАР.411711.137-02.5 МВИ».
Аттестована ФБУ «Ростест-Москва. Свидетельство об аттестации методики (метода) измерений № 1496/500-01.00229-2015 от 30 октября 2015 г.
Нормативные документы
1 ГОСТ Р 8.596-2002 ГСИ. Метрологическое обеспечение измерительных систем. Основные положения.
2 ГОСТ 22261-94 Средства измерений электрических и магнитных величин. Общие технические условия.
3 ГОСТ 34.601-90 Информационная технология. Комплекс стандартов на автоматизированные системы. Автоматизированные системы. Стадии создания.
Смотрите также
